Ngành dầu khí khởi sắc nhờ giá dầu phục hồi
Sau 5 tháng đi ngang trong vùng giá 40 - 45 USD/thùng, giá dầu Brent đã tăng liên tiếp 5 tháng từ tháng 11/2020 và vượt ngưỡng 65 USD/thùng nhờ triển vọng nhu cầu hồi phục và nguồn cung dầu thắt chặt.
Các tổ chức và định chế lớn trên thế giới cũng đã điều chỉnh tăng dự báo giá dầu Brent trung bình năm 2021 lên mức trung bình 57 USD/thùng. Dựa vào đó,CTCP Chứng khoán Ngân hàng Đầu tư và Phát triển Việt Nam (BSC) đánh giá mức giá dầu 57 USD/thùng là phù hợp để làm kịch bản cơ sở cho dự phóng năm 2021.
Mới đây, BSC đã ra báo cáo triển vọng ngành dầu khí năm 2021 với nhận định hoạt động kinh doanh của các doanh nghiệp dầu khí tại Việt Nam sẽ khởi sắc nhờ sự phục hồi của giá dầu.
Trong đó, tập trung vào nhóm doanh nghiệp đang hoạt động trong lĩnh vực tìm kiếm, thăm dò khai thác dầu khí; xử lý, phân phối khí mỏ và vận tải xăng dầu, dầu khí như: Tổng Công ty Khí Việt Nam-CTCP (mã: GAS), Tổng CTCP Dịch vụ Kỹ thuật Dầu khí Việt Nam (mã:PVS) và Tổng CTCP Khoan và Dịch vụ Khoan Dầu khí (mã:PVD).
PVD
Trong năm 2020, PVD 5.235 tỷ đồng doanh thu thuần và 180 tỷ đồng lợi nhuận sau thuế, lần lượt tăng 20% và 2% so với năm 2019. Với việc chia cổ tức bằng cổ phiếu tỷ lệ 10%, PVD cho biết sẽ hoãn thời gian chi trả năm 2019 sang đầu năm 2021.
Về triển vọng 2021, công ty cho biết sẽ có nhiều cơ hội sử dụng các giàn khoan tự nâng nhờ các trương trình khoan mới trong nước dự kiến được triển khai, qua đó cải thiện được hiệu suất hoạt động.
Ngoài ra, giàn khoan TAD ký được hợp đồng dài hạn, đem lại việc làm chắc chắn cho PVD giai đoạn 2021 – 2026 và giúp cải thiện doanh thu lợi nhuận và dòng tiền của PVD.
Dựa vào phân tích trên, BSC dự báo, năm 2021, doanh thu thuần PVD giảm 4% so với 2020, đạt 5.034 tỷ đồng, song lợi nhuận sau thuế tăng 17% đạt 212 tỷ đồng. Lợi nhuận sau thuế trên mỗi cổ phiếu dự kiến 325 đồng/cp với giả định hiệu suất hoạt động giàn khoan tự nâng sở hữu cải thiện từ 77% (2020) lên 87% và đơn giá cho thuê giàn khoan tự nâng duy trì ở mức 61.000 USD/ngày.
PVS
Năm qua, doanh nghiệp đạt 19.832 tỷ đồng doanh thu thuần, tăng 18% so với năm 2019, song lợi nhuận sau thuế giảm 26% xuống còn 735 tỷ đồng.
Giải thích việc doanh thu tăng nhưng lợi nhuận giảm, công ty cho biết năm qua đã trúng thầu một số dự án lớn như Sao Vàng – Đại Nguyệt, LNG Thị Vải, Tổ hợp hóa dầu Miền Nam, nhưng đồng thời cũng phải chịu ảnh hưởng từ đại dịch COVID-19, giá dầu sụt giảm và tăng chi phí.
Liên quan đến tiến độ thực hiện các dự án của PVS, hiện giàn khoan Sao Vàng CPP đã hoàn thành và bắt đầu vận chuyển khí về bờ từ ngày 16/11/2020, giàn Đại Nguyệt WHP đang được tập trung thi công chế tạo, tiến độ đạt 65,54%.
Trong khi, dự án Gallaf (Al Shaheen) ở Qatar đã hoàn thành công tác chế tạo, vận chuyển và lắp đặt ngoài khơi 3 giàn khoan và 3 cầu dẫn với khối lượng gần 10,000 MT, tiến độ tổng thể đạt 87,09%.
Về triển vọng 2021, BSC dự báo PVS dự kiến sẽ có nhiều việc làm hơn nhờ giá dầu tăng 36% so với năm 2020 lên 57 USD/thùng cùng với tình trạng thiếu hụt dầu khí thúc đẩy đầu tư thăm dò, khai thác các mỏ mới, đồng thời các dự án thi công kho cảng LNG được đẩy mạnh.
BSC dự báo năm 2021, PVS đạt 19.550 tỷ đồng doanh thu thuần, giảm 2% so với 2020, song lợi nhuận sau thuế tăng 29%, ước đạt 950 tỷ đồng. Lãi cơ bản trên cổ phiếu 1.738 đồng/cp.
GAS
Năm 2020, GAS đạt doanh thu thuần 64.150 tỷ đồng và lợi nhuận sau thuế đạt 7.927 tỷ đồng, lần lượt giảm 15% và 35% so với năm 2019.
Năm 2021, Mỏ khí Sao Vàng - Đại Nguyệt đi vào khai thác từ tháng 11/2020, dự kiến bổ sung từ 1.5 tỷ m3 khí/năm từ 2021. Mảng LNG đang được GAS tích cực đầu tư sẽ là triển vọng tăng trưởng dài hạn của doanh nghiệp.
BSC dự phóng doanh thu thuần và lợi nhuận sau thuế cổ đông công ty mẹ năm 2021 lần lượt đạt 77.145 tỷ đồng và 11.718 tỷ đồng, tương ứng với mức tăng 20% và 50% so với năm 2020. Lãi cơ bản trên mỗi cổ phiếu 6.122 đồng/cp.
Sản lượng các mỏ khí, mỏ dầu tiếp tục suy giảm
Sản lượng các mỏ khí khu vực Đông Nam Bộ đang suy giảm và đã bắt đầu xuất hiện tình trạng thiếu hụt. Mặt khác, các lô mỏ lớn đang phát triển dự kiến chỉ đủ cấp cho một số nhà máy điện đã quy hoạch.
Đơn cử, Mỏ khí Lô B ở Tây Nam Bộ chỉ đủ cấp cho Trung tâm Điện lực Ô Môn (3,800 MW) từ năm 2024, Mỏ khí Cá Voi Xanh chỉ đủ cấp cho 5 nhà máy đã quy hoạch tại Dung Quất và Chu Lai (5x750 MW) từ năm 2024.
Nhu cầu khí cho sản xuất điện dự báo tăng bình quân 14%/năm trong giai đoạn 2021 – 2030. Do đó, theo phương án cung khí cho sản xuất điện cơ sở, tới năm 2030, Việt Nam sẽ thiếu hụt từ 5.4 tỷ m3 khí/năm do suy kiệt các mỏ khí lâu năm.
Vì vậy, BSC đánh giá LNG nhập khẩu sẽ nguồn bổ sung quan trọng trong bài toán cung – cầu năng lượng dài hạn. Trong giai đoạn 2021 – 2030, tỷ trọng LNG nhập khẩu trong cơ cấu nguồn phát điện dự kiến sẽ tăng dần từ 0% lên 8.5%.
Đối với các mỏ dầu, sản lượng khai thác cũng đang trong tình trạng suy giảm tương tự. Sản lượng dầu thô giảm bình quân 10%/năm trong giai đoạn 2015 – 2020 do suy giảm sản lượng các mỏ dầu khai thác lâu năm và hoạt động tìm kiếm, thăm dò khai thác và phát triển mỏ gặp nhiều khó khăn.
Sản lượng khí các mỏ khu vực Đông Nam Bộ giảm 5% - 20%/năm, đặc biệt là các mỏ lớn đã khai thác trên 10 năm, chẳng hạn mỏ Bạch Hổ, cụm mỏ Lan Tây – Lan Đỏ. Các mỏ khí này được dự báo sẽ tiếp tục suy giảm bình quân 10% - 20%/năm trong tương lai theo quy luật khai thác tự nhiên.
Trong cùng giai đoạn, sản lượng dầu thô nhập khẩu đã tăng bình quân 156%/năm.
